Некоторые основные сведения
Билл Кенйон, Роберт Клайнберг, Кристиан Стрейли
Риджфилд, Коннектикут, США
За помощь в подготовке данной статьи благодарим Остина Бойда и Билли-Дин Джибсон из компании Шлюмберже Уерлайн энд Тестинг, Шугар Лэнд, Техас, США. Эта статья была впервые опубликована в номере журнала «Ойлфилд Ревью», осень 1995 г. CMR (совместимый зонд ядерно-магнитного каротажа), ELAN (элементный анализ кривых каротажа), Litho-Density — литоплотностной каротаж (фотоэлектрический плотностной каротаж) и NML (зонд ядерно-магнитного каротажа) являются марками Шлюмберже. Прибор MRIL (прибор ядерно-магнитного каротажа) является маркой корпорации NUMAR.
В течение почти 75 лет нефтедобывающая промышленность полагается на методы геофизических исследований в скважинах при изучении свойств геологического разреза. Арсенал методов каротажа на кабеле вырос до масштабов, которые позволяют изучать строение залежей углеводородов с беспрецедентной точностью. Однако, все же еще остаются нерешенными и многие проблемы. Так, например, по-прежнему труднодостижимо получение непрерывных по разрезу данных о проницаемости, нередки случаи пропусков продуктивных интервалов, а коэффициент нефтеизвлечения остается невысоким. Надежные измерения ядерно-магнитного резонанса (ЯМР) могут изменить картину в лучшую сторону. В статье изложены физические основы метода ядерно-магнитного каротажа (ЯМК), интерпретация получаемых данных и рассмотрены практические примеры их успешного применения.
Некоторые основные сведения.
Ядерно-магнитный резонанс связан с физическим принципом, заключающимся в реакции ядер на магнитное поле. Многие из ядер обладают магнитным моментом, т. е. они ведут себя как вращающиеся стержневые магниты (рис. 1). Эти вращающиеся магнитные ядра могут взаимодействовать с внешними по отношению к ним магнитными полями и генерировать поддающиеся измерению сигналы.
Для большинства элементов обнаруживаемые сигналы слабы, однако, водород обладает сравнительно большим магнитным моментом и присутствует в изобилии и в воде, и углеводородах порового пространства горных пород. Настроив используемый при ЯМК каротажный зонд на частоту магнитного резонанса водорода, можно максимально усилить и измерить данный сигнал.
Измерение направлено на определение величины амплитуды сигнала и его затухания (см. раздел «Все дело в спине — измерения ЯМР», стр. 36). Величина амплитуды сигнала при ЯМР пропорциональна числу ядер водорода и калибруется таким образом, чтобы определить значения пористости независимо от литологии и без использования радиоактивных источников. Однако наибольший интерес, петрофизиков вызывает величина затухания сигнала ЯМР в течение каждого цикла измерений, называемая временем релаксации.
Время релаксации зависит от размера пор (рис. 2). Небольшие поры снижают время релаксации, причем самые малые величины времени релаксации соответствуют связанной воде в глинах и капиллярах. Крупные поры отождествляются с большими временами релаксации и содержат в себе наиболее легко извлекаемые флюиды. Таким образом, распределение времен релаксации является мерой распределения размеров пор — нового петро-физического параметра. В результате интерпретации времен релаксации и их распределений можно получить такие петрофизические параметры как проницаемость, динамическая (эффективная) пористость и остаточная водонасыщенность. Другие возможные приложения включают в себя построение кривых капиллярного давления, определение типа углеводородов и дополнительную информацию при проведении фациального анализа.1
В процессе проведения опытных исследований ядерного магнитного резонанса можно измерить два времени релаксации и их распределения. С помощью лабораторного инструмента обычно измеряется продольное время релаксации T1 и распределение Т2, в то время как с помощью каротажных зондов производятся замеры поперечного времени релаксации Т2 и распределения Т2 при большей скорости.2 Далее в данной статье под Т2 будет подразумеваться поперечное время релаксации.
Рис. 1. Прецессирующие протоны. Ядра водорода — протоны — ведут себя подобно вращающимся стержневым магнитам. Будучи выведенными из равновесия, они прецессируют в статическом магнитном поле (слева! точно так же, как и макушка детского волчка в гравитационном поле Земли (справа).
Рис. 2. Кривые релаксации. Вода, помещенная в испытательную емкость, имеет продолжительное время релаксации Т2, равное 3700 мс при 40°С (верхняя кривая). Времена релаксации в кавернозных карбонатах могут приближаться к этим величинам. Однако вода в поровом пространстве породы обычно обладает меньшими значениями времени релаксации. Так например, в песчаниках время релаксации обычно изменяются от 10 мс в небольших порах до 500 мс — в крупных. Величина начальной амплитуды кривой релаксации дает значение пористости CMR (т. е. пористости по данным совместимого прибора ЯМК).
Применения ЯМК и примеры
Распределение Т2, получаемое с помощью совместимого зонда ЯМК компании Шлюмберже и описанное ниже, включает в себя все измерения на основе ЯМР и имеет несколько петрофизических применений:
• распределение Т2 отражает распределение размеров пор в водонасыщенных породах;
• площадь под кривой распределения равна значению пористости CMR;
• оценка величины проницаемости производится из логарифмического среднего времени Т2 и пористости CMR;
• эмпирически определяемые граничные значения делят распределение Т2 на площади, равные открытой пористости и пористости остаточной воды.3
1. Murphy DP: "NMR Logging and Core Analysis—Simplified," World Oil 216, no. 4 (April 19951: 65-70.
2. Примеры лабораторных измерений Т2 на образцах керна, позволяющие проводить прямое сравнение с результатами каротажа и лабораторными измерениями Т, на образцах керна, можно найти в следующих статьях:
Straley С, Rossini D, Vinegar H, Tutunjian P and Morriss С: "Core Analysis by Low Field NMR," Proceedings of the 1994 International Symposium of the Society of Core Analysts, Sta-vanger, Norway, September 12-14,1994, paper SCA-9404. Kleinberg RL, Straley C, Kenyon WE, Akkurt R and Farooqui SA: "Nuclear Magnetic Resonance of Rocks: T1, versus Т2," paper SPE 26470, presented at the 68th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, USA, October 3-6, 1993.
3. Kenyon WE: "Nuclear Magnetic Resonance as a Petrophysica! Measurement," Nuclear Geophysics 6, no. 2 (1992):153-171.
Применение и интерпретация данных ЯМК зависит от понимания свойств пород и флюидов, вызывающих релаксацию (см. раздел «Механизмы релаксации ЯМР», стр. 40). При существовании такого обоснования механизмов релаксации интерпретация распределений Т2 не вызывает затруднений.
Распределение Т2- — В пористых средах время релаксации Т2 пропорционально размеру пор.4 На любой глубине в скважине совместимый зонд ЯМК исследует образец коллектора, размеры пор которого варьируют в некотором диапазоне. Наблюдаемое время затухания Т2 представляет собой сумму сигналов Т2, посылаемых протонами водорода из отдельных пор, релаксирующих независимо друг от друга. Распределение Т2 графически отображает объем порового флюида, связанного с каждым из значений Т2, и, следовательно, объем, связанный с каждой из пор.
Для преобразования сигналов ЯМР в распределения Т2 используются специальные приемы обработки сигналов (рис. 3). Детали обработки выходят за рамки настоящей статьи.5
На примере исследования карбонатного коллектора видно, что распределения Т2 в интервале глубин от Х102 до Х122 м смещены в сторону больших значений времени спектра распределения, указывая на наличие пор большого размера (рис. 4). Ниже глубины Х122 м наблюдается смещение в сторону меньших значений времен спектра, что означает присутствие пор малого размера. Это позволяет не только качественно выделять потециально продуктивные зоны, но и помогает геологам в проведении фациального анализа.
Не зависящая от литологии пористость. К традиционным исследованиям пористости в скважинах относятся пористость, определяемая по плотностному каротажу и «нейтронная пористость». Оба вида измерений нуждаются в корректировке за условия окружающей среды и подвержены влиянию литологии и пластовых флюидов. Получаемая пористость является общей и включает и извлекаемые флюиды, и связанную воду в глинах и капиллярах (рис. 5).
Однако, пористость CMR не подвержена влиянию литологии, так как включает в себя только извлекаемые флюиды и связанную воду в капиллярах. Это происходит по той причине, что водород, содержащийся в матрице породы и в связанной воде глин, обладает достаточно краткими временами релаксации Т2, что ведет к потере полезного сигнала в связи с инерционностью прибора CMR.
4. Kenyan WE, Howard JJ, Sezinger A, Straley C, Matteson A, Horkowitz К and Ehrlich R: "Роге-Size Distribution and NMR in Microporous Cherty Sandstones," Transactions of the SPWLA 30th Annual Logging Symposium, Denver, Colorado, USA, June 11-14,1389, paper LL.
Howard JJ, Kenyon WE and Straley C: "Proton Magnetic Resonance and Pore Size Variations in Reservoir Sandstones," paper SPE 20BD0, presented at the 65th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, USA,
September 23-26,1990. Gallegos DP and Smith DM: "A NMH Technique for the Analysis of Pore Structure: Determination Continuous Pore Size Distributions," Journal of Colloid and Interface Science 122, no. 1 (19881:143-153.
Loren JD and Robinson JD: "Relations Between Pore Size Fluid and Matrix Properties, and NML Measurements," SPE Journal 10 (September 1970): 268-278.
5. Freedman R and Morriss CE: "Processing of Data From an NMR Logging Tool," paper SPE 30560, presented at the 70th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, USA, October 22-25,1995.
Рис. З. Распределение Тг как результат обработки амплитуды сигнала. Совместимый зонд ЯМК измеряет затухающую амплитуду сигнала ЯМР (верхний график], которая представляет собой сумму всех затухающих сигналов Тг, генерируемых протонами водорода в исследуемом объеме. В результате выделения диапазонов значений Тг с помощью процедур математического решения обратной задачи и получается само распределение Тг (нижний график]. Данная кривая представляет собой распределение пор по своим размерам, а площадь под кривой определяет значение пористости CMR. Интерпретация распределения пор по размерам и логарифмическое среднее Тг используются для вычисления таких параметров, как проницаемость и открытая пористость
Рис. 4. Распределение пор по размерам и индекс свободных флюидов на примере карбонатов. В данной скважине нефтяную компанию интересовал вопрос образования призабойного водяного конуса в процессе эксплуатации. По результатам интерпретации данных традиционного каротажа интервал ниже глубины Х122 м характеризовался почти 100-процентной водонасыщенностью (колонка 31. Однако, по материалам ЯМК этому интервалу соответствуют низкие значения распределения Т2 (колонка 4], что указывает на присутствие пор малого размера. Судя по распределению Т2, поры большего размера находятся над отметкой Х122 м. Если к распределениям применить характерное для карбонатов граничное значение индекса свободных флюидов, равное 100 мс, то окажется, что большая часть воды является связанной. Данный результат позволил нефтяной компании принять решение о включении интервала Х104—Х119 м в программу перфорации.
Рис. 5. Пористость по данным ЯМК. Водород матрицы породы и связанной воды в глинах характеризуется малым временем релаксации, которое не регистрируется в связи с инерционностью детектора ЯМК. Пористость по данным ЯМК включает в себя только капиллярно-связанную воду и свободные флюиды и, таким образом, не зависит от типа литологии. Общая пористость, получаемая традиционными методами каротажа, также включает связанную воду в глинах. Штриховая линия означает, что в пористость по данным ЯМК не входит микропористость, отождествляемая с плотными глинистыми сланцами.
На примере карбонатного разреза предлагается сравнение значений пористости, полученных по данным ЯМК и плотностного каротажа, и демонстрируется независимость первой от литологии (рис. 6). Нижняя половина интервала сложена преимущественно известняками и значения пористости по данным плотностного каротажа из расчета известняковой матрицы совпадают со значениями пористости CMR. На глубине Х281 м литология коллектора переходит в доломитовую и значения пористости по данным плотностного каротажа должны отождествляться с доломитовой матрицей,, чтобы соответствовать значениям пористости CMR. Если же литологический состав неизвестен или же он сложный, лучшим решением будет определение пористости по
данным ЯМК, Помимо этого, здесь не используются радиоактивные источники, а потому исключается возможность их утери в неблагоприятных скважинных условиях.
Проницаемость. — Возможно наиболее важной особенностью ядерно-магнитного каротажа является его способность регистрировать кривую проницаемости по разрезу в реальном времени. Потенциальные выгоды для нефтяных компаний представляются огромными. Определение проницаемости позволяет прогнозировать дебиты и, следовательно, оптимизировать программы заканчивания и интенсификации притоков, уменьшая при этом затраты на отбор керна и испытания скважин.
Рис. 6. Не зависящая от литологии пористость. Ниже отметки Х281 м разрез представлен доломити-зированными известняками (колонка 1], над которыми залегают доломиты. Поданным плотностного каротажа получены две кривые пористости (колонка 2) — при вычислении одной учитывалась известняковая литология, а при вычислении другой — доломитовая. Значения пористости по данным ЯМК совпадают со значениями пористости по данным плотностного каротажа с известняковой матрицей в интервале залегания известняков и с доломитовой матрицей — в интервале залегания доломитов. Данный пример демонстрирует независимость значений пористости по данным ЯМК от литологии.
Проницаемость рассчитывается, исходя из эмпирических зависимостей между пористостью по данным ЯМК и средними величинами времени релаксации.Эти зависимости были разработаны по результатам измерений проницаемости для минерализованной пластовой воды и по данным ЯМК, выполненных в лабораторных условиях на нескольких сотнях образцов керна. Обычно используется следующая формула:
где — оценка проницаемости,
— пористость по данным ЯМК,
— среднее логарифмическое распределения Т2, С — постоянная, обычно принимаемая равной 4,0 для песчаников и 0,1 —для карбонатов.
В интервале скважины, пройденном с отбором керна, был проведен ЯМК. Значение С в модели вычисления проницаемости по данным ЯМК было рассчитано по значениям керновой проницаемости на нескольких глубинах. После калибровки оказалось, что значения проницаемости по данным ЯМК совпадают со всеми значениями керновой проницаемости по всему интервалу скважины (рис. 7). В интервале ХХ41 м — ХХ4Э м пористость практически не изменялась. Однако, проницаемость значительно изменялась от 0,07 мД на глубине ХХ48 м до 10 мД на глубине ХХ43 м. Кривая проницаемости по данным ЯМК характеризуется также превосходным вертикальным разрешением и хорошо согласуется с данными по керну. Используемое для данной скважины значение С будет использоваться при проведении последующих ЯМК в аналогичных условиях, что позволит нефтяной компании уменьшить затраты на отбор керна.
Индекс свободных флюидов. — Значение индекса свободных флюидов определяется путем установления границы на кривой релаксации Т2. Значения, превышающие граничное, указывают на наличие крупных пор, не способных удерживать флюиды и поэтому потенциально продуктивных, а значения, меньшие граничного — на мелкие поры, в которых не-извлекаемые флюиды удерживаются капиллярными силами.
С целью проверки этого предположения было проведено множество опытов над образцами горных пород.6 Замеры распределений Т2 на водонасыщенном керне были проведены в воздушной среде до и после центрифугирования с целью вытеснения подвижной воды. Чтобы смоделировать капиллярное давление в коллекторе, образцы центрифугировались под давлением 7 кг/см2 (689 кПа), Перед началом центрифугирования распределение релаксации соответствовало полному распределению размеров пор. Представляется логичным предположить, что в процессе центрифугирования первыми должны будут высвободится объемы крупных пор. Поэтому неудивительно, что поздние времена релаксации исчезли из замеров Т2 (рис. 8).
Рис. 7. Сравнение данных каротажа и керновых данных. Значения пористости по данным ЯМК демонстрируют хорошее совпадение с определениями пористости по керну. Расчетные значения проницаемости по данным ЯМК были скорректированы таким образом, чтобы они соответствовали данным проницаемости по керну. Это позволило при бурении последующих скважин заменить традиционный отбор керна проведением ЯМК.
Рис. 8. Открытая пористость. Открытая пористость определяется путем установления граничных значений на кривой распределения Т2. Площадь под частью кривой справа от граничных значений позволяет определять значение пористости свободных флюидов (верхний график]. Эта зона связана с крупными продуктивными порами в образце породы. Граничное значение было определено в лаборатории на большом количестве водонасыщенных образцов породы. Сначала проводилось измерение первоначального распределения Т2. Затем, чтобы смоделировать дренаж при типичных для коллекторов капиллярных давлениях, образцы подвергались центрифугированию под давлением 7 атмосфер. Количество дренированного флюида равно открытой пористости, которая затем преобразована в соответствующую площадь под кривой распределения Т2. Эта затушеванная площадь справа и определяет граничные значения. Из сравнения распределений Т2 до и после центрифугирования вытекает справедливость данной методики (верхний график]. Открытая пористость, определенная по представленных песчаниками разрезам двух скважин с использованием полученного выше граничного значения 33 мс, демонстрирует хорошую корреляцию со значениями пористости, полученной на образцах керна с применением центрифуги (нижний график].